La Regulación Económica de la Distribución de la Energía Eléctrica · 2012-10-04 · cuando el...

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Ecos de Economía No. 18. Medellín, abril 2004

La Regulación Económica de la Distribuciónde la Energía Eléctrica3

Introducción

El establecimiento de la competencia en el mercado eléctrico de Colombiaa través de las Leyes 1424 y 1435 de 1994, significó la separación de las actividadesnecesarias para la prestación del servicio (generación, transmisión, distribución ycomercialización).

Estas actividades están reguladas y controladas a través de la Comisión deRegulación de Energía y Gas - CREG y la Superintendencia de Servicios PúblicosDomiciliarios SSPD, respectivamente, quienes fijan las condiciones, las normas ylos controles al sector.

La distribución eléctrica, en particular, es una de las actividades enmarcadasen el proceso de regulación en Colombia. Su intervención está justificada por losefectos sobre el bienestar social6 que genera su condición de monopolio natural,

3 Monografía de grado para optar el título de Especialista en Organización Industrial y Regulación Económica,Universidad EAFIT.

4 Ley de servicios públicos domiciliarios5 Ley eléctrica6 En principio, la función objetivo del regulador busca maximizar el beneficio social (BS), el cual optimiza el

excedente de los consumidores (EC) y el beneficio de los productores (p).

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avalado en la existencia de economías de escala, economías de alcance, subaditividadde costos y barreras de entrada.

Al igual que en Colombia, países como Inglaterra, Argentina y Chile, regulanla distribución de energía eléctrica (en adelante EE) y someten la actividad aparámetros técnicos y económicos relativamente similares.

El marco teórico que soporta este trabajo es la teoría microeconómica sobrelas estructuras de mercados imperfectos, centrando el análisis en el caso específicodel monopolio natural, además, de la teoría sobre la regulación económica de redesde distribución de EE. cuyos desarrollos más recientes han sido divulgados porLasheras, Bonifaz, Pereyra, Solanes, Pérez y Lerner, a partir de las teorías deLaffont, Tirole, Vickers y otros.

1. Aspector teóricos del Monopolio Natural7

1.1 Supuestos clásicos de los modelos de competenciaperfecta y de monopolio

El supuesto neoclásico de Pareto de una industria eficiente, que ocurrecuando el precio es igual al costo marginal (p=c: punto C de la figura 2.1), no secumple ante la presencia de imperfecciones y fallas de los supuestos normativos enun determinado mercado. El monopolio maximiza sus beneficios cuando losingresos marginales (im) son iguales a los costos marginales (c) (im = c: punto D),determinándose un precio de monopolio (pm) mayor que el precio competitivo o deeficiencia (pc).

En la teoría económica, dados los supuestos normativos e ideales teóricos delmodelo de competencia perfecta, los agentes económicos (consumidores yproductores) que son racionales y eficientes, obtienen beneficios sociales (BS)maximizan al sumar los excedentes económicos del consumidor (EC) y losbeneficios de los productores (p).

7 Este capítulo sintetiza los supuestos que los textos de microeconomía exponen sobre las estructuras de mercadosimperfectos, pero centrando el análisis en el caso específico del monopolio natural; i.e. Varian: “MicroeconomíaIntermedia” (1998a, pp. 417-460), Varian: “Análisis Microeconómico” (1998b, pp. 276-303), Nicholson (1997,pp. 393-436)

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Los supuestos que caracterizan este modelo son: Existen infinitos consumidoresy empresas productoras, todos son adoptadores de decisiones óptimas paramaximizar utilidades y beneficios, sin barreras de entrada, con informacióncompleta y sin asimetrías, mercado con producto homogéneo, sin intervenciónestatal y, en el caso de los oferentes, con funciones de costos similares dada latecnología.

En condiciones de monopolio, se reducen los Beneficios Sociales (BS) debidoa la pérdida irrecuperable de eficiencia (área MCD) y se transfieren excedentes delos consumidores (EC) a los monopolistas desfavoreciendo el bienestar de losconsumidores (área pmMTpc)

8. Los precios de monopolio (pm) superan los precioscompetitivos (pc) y las cantidades ofrecidas son menores (ym<yc) en respuesta a lascondiciones de la función de demanda decreciente y elástica del mercado (en lafigura 2.1 se registra estas diferencias entre las condiciones de los dos modelos).

Figura 2.1:Precios y cantidades en competencia perfecta (yc, pc) y en monopolio (ym, pm).

8 Igual pérdida ocurre cuando se introducen o aumentan los impuestos (Varian, 1998b, p. 268)

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Pero, ¿Qué pasa cuando, frente a un tamaño de mercado relativamentepequeño o dado un rango relevante de producción (Bonifaz, 2001, p.55), laempresa monopolista no logra cubrir sus costos? Los beneficios serán negativos aúncuando se produzca en condiciones reguladas por el Estado buscando la eficienciaparetiana (Varian, 1998a, p 428). Esta inviabilidad económica, lleva a cerrar unaempresa monopolista, viéndose afectado el bienestar social en su conjunto.

1.2 Características de un monopolio natural:

Un monopolio natural se caracteriza fundamentalmente por las siguientescondiciones teóricas:

· Economías de escala: costo medio (cme) decreciente· Subaditividad de costos· Economía de alcance· Barreras de entrada

1.2.1 Economías de escala

Para una empresa monoproducto, el monopolio natural existe cuando sobreun rango relevante de producción, los costos medios decrecen en la medida en quese incrementa la oferta, “… esta situación continúa aún cuando los niveles deproducción de la empresa son elevados teniendo en cuenta el tamaño del mercado”(Bonifaz, 2001, p. 55).

De igual manera, los costos medios decrecientes no se interceptan con loscostos marginales (sean c constantes –fig. 2.2- o también decrecientes), encondiciones de mercados relativamente pequeños y niveles de producción enaumento. “Esto implica que una vez que la empresa ingresa al mercado y sigueexpandiéndose observará que sus costos [medios] disminuyen, lo cual hace queotras empresas no puedan competir en el mercado con ella” (Bonifaz, 2001, p. 55).En este caso se cumple que los c<cme para un rango amplio de producción.

Para el monopolio natural los costos fijos (cf), determinantes en gran partede los costos medios, son la fuente principal de economías de escala, ya que éstosson altos9 en relación con los costos marginales de ejercer la actividad; por tal

9 Los costos hundidos del “equipamiento” de entrada son extensos para una empresa dados los altos requerimientosde capital fijo.

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razón, si las tarifas se determinan según los costos marginales, se deberá subsidiaro fijar un precio que evite beneficios nulos para la empresa monopolística. (verFigura 2.2)

Figura 2.2:Economías de escala del monopolio natural con un único

producto homogéneo.

1.2.2 Subaditividad de costos

Para los monopolios naturales es relevante este concepto cuando una solaempresa es multiproductora (Pereyra, 2002, p. 4). Este autor trae la siguientedefinición, la cual es válida para el caso de la firma que vende un único productoo varios productos:

“Se dice que en la producción de un bien existe monopolio natural cuando lafunción de costos exhibe subaditividad para las cantidades demandadas, es decircuando una sola firma es capaz de producir la cantidad que se demanda del bienen cuestión, a un costo menor o igual al que tendrían dos o más firmas”.

Dada una función de costos C(y), es subaditiva si para:

∑ =i

yyi , entonces: ∑i

yiC )( > ∑i

yiC )( .

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Las economías de escala implican subaditividad de costos para el caso de laempresa monoproducto; esto es, la economía de escala es condición suficiente dela subaditividad. Pero no ocurre así para la empresa multiproducto, como loexpresa Pereyra (p. 13): “la economía de escala (...) no es condición necesaria nisuficiente de subaditividad”.

1.2.3 Economía de alcance

Las economías de alcance ocurren cuando para ciertos productos o serviciosque se ofrecen, resulta más costoso que sean producidos por dos o más empresasque por una sola (Solanes, 1999, p. 13; Lasheras 1999, p. 34). También Pereyra(p. 11-12) plantea que, cuando gran parte de la misma infraestructura se compartepara la provisión de cada uno de los productos o servicios que ofrece una empresa,existe economía de alcance. Por lo tanto, en teoría se podría expresar que “en laproducción de n bienes existen economías de alcance, si con la tecnología empleada,para todo y1, y2,....,yn, la función de costos de producción, ..., cumple: C(y1,y2,....,yn) < C(y1, 0,....,0) + C(0, y2,....,0) + .... + C(0, 0,....,yn ). Es decir queexisten economías de alcance si el costo de producir cantidades cualquiera de losn bienes en forma conjunta en una misma empresa, es menor que la suma de loscostos de producir los n bienes en forma independiente”

Relacionando los dos conceptos de subaditividad de costos y economías dealcance, se establece, apoyado en Pereyra (op. cit. pp. 12-13), el siguienteenunciado:

Si existe subaditividad, entonces existen economías de alcance, pero elrecíproco no es cierto, pueden existir economías de alcance pero no subaditividad,en el caso del monopolio natural multiproducto.

En la Figura 2.3 se muestra hasta que punto se logra la economía de escalacon subaditividad de costos: corresponde al rango de producción con cme decrecienteshasta su mínimo. A partir de este punto, ante nuevos incrementos en la producción,los cme pueden ser crecientes ocurriendo las deseconomías de escala, pero aúnlogrando subaditividad de costos. Este caso aplica para el monopolio multiproducto

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Figura 2.3.Monopolio natural multiproducto con economía de escala y/o subaditividad de costos.

(* : EME: Escala Mínima Eficiente)

1.2.4 Barreras de entrada

La existencia y sostenibilidad en el largo plazo del monopolio natural, sefundamentan en el poder de mercado que le garantiza ser el único vendedorprotegido mediante las barreras de entrada. Éstas se clasifican en barreras técnicasy en legales.

Las barreras técnicas crean condiciones que limitan la entrada denuevas empresas, a las cuales no les sería rentable competir en un mercado. Estasbarreras hacen referencia a las anteriores características definidas: las economíasde escala, la presencia de cme>c, ambos decrecientes en rango relevante deproducción, la subaditividad de costos y las economías de alcance.

Las barreras legales, sea a través de las patentes y la concesión defranquicias de exclusividad para abastecer un mercado, son argumentos quepodrían estar sustentando, políticamente protegidas por un Estado, la existencia deun monopolio natural (Nicholson, 1997, p. 394). Las barreras de entrada de

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carácter legal podrían estar reforzando las barreras técnicas cuando los argumentospolíticos son esgrimidos por grupos de interés fundamentados en el control de lainformación tecnológica y de costos. A través de la creación de estas barreras unmonopolio natural maximiza sus beneficios o se apropia de las rentas económicasen el largo plazo.

Otras posibles causas del monopolio, son (Nicholson, 1997, p. 393-394): loselevados costos de transporte, el conocimiento especial de una técnica productivade bajo costo cuya propiedad está protegida; también la propiedad de los recursosúnicos (caso de recursos naturales) y la capacidad gerencial en la dirección de unmonopolio con clientes cautivos.

2. Carecterización de las Redes de Distribución EE10 .

2.1 Aspectos técnicos

Las redes de distribución son el medio a través del cual se distribuye la EE.desde los puntos de conexión de estas redes al Sistema de Transmisión Nacional- STN11 , hasta el consumidor o usuario final.

Desde el punto de vista técnico, y dada la separación de las actividadesprevistas en la ley, la distribución eléctrica no tiene problemas con la interferenciaen la coordinación del mercado, porque ella no es la encargada de viabilizar elmercado de generación12 .

En Colombia, las redes de distribución eléctrica están compuestas por lossistemas de Transmisión Regionales (STR’s) y de Distribución Local (SDL’s)13 , quese clasifican de acuerdo con los niveles de tensión a los cuales distribuyen la EE.y se definen, así:

10 Este capítulo sintetiza los principales aspectos técnicos y económicos que caracterizan a las redes de distribucióneléctrica.

11 Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con suscorrespondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. Esta red transportala energía eléctrica desde los centros de producción (Generación) hasta los centros de consumo o mercados decomercialización.

12 Tal compromiso le corresponde al Sistema de Transmisión Nacional - STN13 Las definiciones utilizadas en este aparte del documento están contenidas en la resolución CREG 82/2002, pág.

11/74.

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El Sistema de Distribución Local (SDL), es el sistema de transportede EE. compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equiposasociados, que operan a los niveles de tensión 1, 2 y 314 dedicados a la prestacióndel servicio en uno o varios mercados de comercialización. Se utilizan principalmentepara abastecer los consumos domiciliarios, comerciales y de la mediana y granindustria.

El Sistema de Transmisión Regional (STR), es el sistema detransporte de EE. compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto delíneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el nivel de tensión415 . Estas redes se utilizan principalmente para abastecer las instalacionesindustriales de gran envergadura, en la transmisión de EE. en zonas rurales yurbanas; y como redes de subtransmisión para el respaldo de la distribución deenergía en grandes centros de consumo.

2.2 Aspectos económicos

Las redes de distribución de EE. se tipifican, desde el punto de vistaeconómico, como un monopolio natural. Las razones más importantes quedeterminan esta afirmación son:

Los altos costos fijos iniciales que tiene la infraestructura necesaria para laprestación del servicio de distribución de EE. limitan o hacen poco probable laintroducción de competencia en esta actividad.

De igual manera, la naturaleza tecnológica, además de los altos costos fijosque poseen las redes de distribución de EE., también favorecen la aparición deeconomías de escala dado el comportamiento decreciente de los costos mediospara la prestación del servicio en la medida que crecen o se conectan más usuariosfinales pertenecientes a su mercado relevante. Tal condición genera, adicionalmente,subaditividad de costos.

14 Los niveles de tensión l, 2 y 3, operan así: el nivel 1, con tensión nominal menor a 1 kV.; el nivel 2, con tensión nominalmayor o igual a 1 kV. y menor de 30 kV.; y el nivel 3, con tensión nominal mayor o igual a 30 kV. y menor de 57.5kV.

15 Nivel de tensión 4, opera con tensión nominal mayor o igual a 57.5 kV. y menor a 220 kV.

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La existencia del monopolio natural de una red de distribución imposibilita laelección del cliente o usuario para determinar quién le transporta o distribuye laenergía que desea demandar, esta situación se traduce en una posición dominantedel distribuidor de EE. con la posible aparición de rentas monopólicas.

Las asimetrías de información existentes entre los prestadores del servicio dedistribución de EE. y los usuarios del servicio también favorecen la aparición decomportamientos “oportunistas”16 del primero, lo cual puede propiciar rentas deinformación que se traducen en mayores precios para el consumidor final ydetrimento de la calidad y confiabilidad del servicio.

Finalmente, es evidente que la red de distribución eléctrica, es una tecnologíaque aún no posee un sustituto posible que desarrolle labor idéntica (transportar laEE.) al usuario en las mismas condiciones de seguridad y confiabilidad; por talrazón, su tecnología es única y privilegiada (el servicio de distribución de EE. notiene sustitutos, dada la tecnología disponible).

3. Teoría de la Regulación de Monopolios Naturales

3.1 Por qué se regulan los negocios de redes

En el negocio de redes se plantean problemas por el uso común que hacen de lainfraestructura los distintos agentes. Los problemas específicos de esta actividad son17 :

· La falla de los teoremas fundamentales de la teoría del bienestar que suponenque los mercados asignan eficientemente los recursos. Con la regulación se buscaevitar o reducir ineficiencias e inestabilidad de precios causadas por el poder demercado de los monopolios naturales de redes que hacen prácticas predatorias.

· La apropiación de los excedentes de los consumidores (EC) y la reducciónde la pérdida de eficiencia económica que ocurre cuando el distribuidor, optimizandosu decisión, afecta el bienestar social (BS)18 .

16 Este es un problema de riesgo moral, pues existen incentivos del agente hacia conductas oportunistas en detrimentodel servicio.

17 Lasheras, op. cit., pp. 104-114.18 La función objetivo del regulador se define como la maximización del bienestar social (MB) sumando los

excedentes de los consumidores (EC) y los beneficios de la empresas reguladas p: Max BS(p) = EC(p)+ap(p),Siendo a un ponderador representativo del peso relativo que el regulador otorga a los intereses de las empresas enrelación con los intereses de los consumidores (Lasheras, p 38). Los precios (p) afectan inversamente loscomponentes de la función objetivo.

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· La redistribución del ingreso es otro de los problemas a mejorar por laregulación, acorde con las políticas públicas de bienestar social, la cual a través de“precios de monopolio social”19 (Lasheras, p. 29), o precio “social” de serviciopúblico logran mayor cobertura y tarifas más accesibles.

· La intervención estatal en el negocio de distribución de EE., mediante laregulación, se justifica por las características especiales que tiene la utilización delas redes por los agentes, la cual responde a los llamados efectos externos de red(Lasheras, 1999, p. 23): “Su característica principal es que cuanto mayor sea la red,mayor es la utilidad para los consumidores del servicio que se suministra por mediode esa red”. El uso de la red de distribución es un bien complementario al suministroespecífico del servicio de la EE., el cual debe ser eficiente, continuo o sostenible,de calidad y viable socialmente.

Dado que la empresa monopolística busca ejercer su poder de mercado através de una tarifa superior al precio óptimo, la regulación debe garantizar que losefectos externos positivos por la utilización de la red (menores costos marginalesdebido a la conexión de cada nuevo usuario y las expectativas de una mayordemanda) se traduzcan en tarifas óptimas inferiores a las pretendidas por elmonopolio.

· Las dificultades en la definición de los derechos de propiedad por el uso dela red de distribución cuando existen transacciones entre los agentes (p.e. entregeneradores, transportadores, comercializadores y usuarios), hacen necesaria laintervención del regulador para garantizar el libre acceso evitando la discriminacióny el abuso de poder de mercado que pueda afectar la eficiencia económica.

· La integración vertical de empresas con actividades complementarias oencadenadas, también propicia la aparición de abuso de poder de mercado y ladiscriminación en contra de los competidores o usuarios. Pérez (1998, p. 3) señalaque este factor es determinante para justificar la regulación eléctrica: “…elsuministro de electricidad requiere la realización de determinadas actividades,asociadas fundamentalmente a las redes de transporte y de distribución, cuyocontrol confiere un poder absoluto en el mercado eléctrico”.

19 Son precios menores que los del monopolio y similares al costo marginal (primer óptimo) o igual al costo medio(segundo óptimo), que sostienen el negocio de la red en el largo plazo.

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· La intervención regulatoria está relacionada también con la coordinaciónque debe existir entre los componentes tecnológicos que constituyen todo el sistemaeléctrico. Las decisiones del regulador deben garantizar la compatibilidad tecnológicapara reducir incertidumbres y riesgos, como garantía para controlar los costos ylograr una mayor eficiencia productiva y asignativa del servicio.

· La solución a los problemas de expectativas e incertidumbre y acceso a lainformación, justifican la regulación económica de la distribución. Estos aspectosestán relacionados con el requerimiento y la divulgación de la información querequiere el ente interventor y los demás agentes económicos.

3.2 Qué aspectos se regulan de la distribución de EE.

Con el objeto de sostener en el largo plazo la red de distribución, de tal maneraque sea productivo o eficiente el uso de los recursos que son escasos, y además quesea rentable, el regulador pretende incentivar a las empresas a través delestablecimiento de métodos y procedimientos regulatorios aceptados universalmente.Los aspectos que son comúnmente objeto de regulación en el negocio de distribuciónde EE., son los siguientes:

· El precio o tarifa (cargos de uso)

· El ingreso máximo.

· El reconocimiento de costos de AOM.

· Las condiciones de acceso a la red.

· Las áreas geográficas para la prestación del servicio.

· La expansión y cobertura del servicio.

· La calidad del servicio.

· La estructura y participación en el mercado para controlar el poderdominante: la integración o desintegración vertical u horizontal.

· La eficiencia productiva: control de pérdidas de energía, valoración deactivos, tasas de rentabilidad, especificaciones técnicas de la infraestructura, etc.

· El uso de los sistemas de distribución por parte de los distintos agentes.

· La operación de la red, etc.

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3.3 Cómo se regulan los monopolios naturales dedistribución de EE.20

Los monopolios naturales de redes de distribución de EE., son regulados através de la adopción de métodos y esquemas que incentivan el negocio. Losreguladores fijan parámetros de precios que garanticen una rentabilidad “justa”para un período tarifario de tiempo predeterminado, dejando que las empresashagan su gestión buscando la eficiencia y posible apropiación de las rentas que segeneren en el proceso regulado21 . Estos mecanismos permiten a las empresasgestionar la estructura de los costos del capital (reposición y costos de oportunidad)y de funcionamiento de la red (administrativos, operativos y mantenimiento) y otrosgastos financieros e impositivos.

Las diferencias en la aplicación de estos procedimientos surgen en lasmetodologías de traspaso de los costos a los usuarios finales, los métodos devaloración económica de los activos del negocio de redes, las metas que fija elregulador, entre otros temas del negocio de red.

Las alternativas o mecanismos de regulación utilizados para la distribución deEE. son los siguientes:

· Tasa de beneficio o de retorno (ROR) o Costo del Servicio

· Precio máximo (Price Cap)

· Ingreso Regulado Máximo (Revenue Cap)

· Ingreso Medio (Average Revenue Regulation)

· Indexación de las tarifas y productividad: IPC-X

· Competencia Referencial (Yardstick Competition)

· Precios no lineales y menús tarifarios

3.3.1 Tasa de retorno (ROR) o Costo del Servicio (Cost of Service)

Este esquema22 regula la distribución de EE. a través de la fijación de una

20 Los conceptos emitidos en este aparte corresponden a los fundamentos teóricos contenidos en Lasheras (1999),Lerner (2000) y Bonifaz (2001)

21 Lerner, op. cit. P. 1022 Este esquema de regulación tarifaria también se denomina “Regulación según la tasa de beneficios o rate of return

regulation (ROR) (Lasheras, 1999, p. 80)

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tarifa que incluya una tasa de retorno o de beneficio adicional a los costos efectivosdel servicio en que incurre la red distribuidora. Los costos efectivos cubren el capitalinvertido en infraestructura (costo histórico y costo de oportunidad del capital) máslos AOM (costo de administración, operación y mantenimiento de la red). La tasade retorno, la determina el regulador, sustentado en criterios de beneficio justo23 einformación efectiva de los costos reales de este servicio público que permitasostener la firma distribuidora en el largo plazo24 . Este esquema tarifario fue seguidopor EEUU. y Canadá de manera generalizada hasta la década del ochenta.

3.3.2 Precio máximo (Price Cap)

El mecanismo de Price Cap es una modalidad de control de precios de tarifasque impone el regulador al monopolio natural que es regulado; el cual consiste enautorizar, por un período de tiempo preestablecido, un precio máximo independientedel comportamiento de los costos o de la demanda del servicio. En principio, estePrice Cap cubre los costos de prestación del servicio más una tasa de retornorazonable.

Este mecanismo busca incentivar la eficiencia productiva (optimización de lainfraestructura) con reducción de costos históricos y de AOM, para aumentar lademanda en beneficio de los consumidores.

El mecanismo del Price Cap puede adoptar varios sistemas para el caso dela distribución de EE.; se puede establecer un precio tope para todo el mercado, yel agente regulado puede cobrar tarifas menores; o se puede establecer techos parael componente fijo como para el componente variable de una tarifa.

3.3.3 Ingreso Regulado Máximo (Revenue Cap)

En el mecanismo de Revenue Cap25 el regulador determina una base deingresos máximos que puede recibir la empresa distribuidora, para desarrollar unaoperación eficiente y sostenible del servicio. Para esta metodología se conservan loscriterios que garanticen una gestión eficiente de los recursos.

23 Según contexto y condiciones medias de la economía y del sector regulado.24 En mercados de capitales incipientes e imperfectos, es difícil determinar cuál debería ser la tasa de retorno del

capital propio. Parece que una buena aproximación de un beneficio justo toma en referencia las tasas medias ylos riesgos específicos (volatilidad) de la actividad sectorial regulada y de la economía en general (riesgo país)

25 Ingreso regulado máximo

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Este esquema es utilizado preferiblemente cuando gran parte de los costos dela empresa, para el desarrollo de la actividad, son fijos y no dependen de lademanda atendida.

3.3.4 Ingreso Medio (Average Revenue Regulation)

Este mecanismo de regulación, muy parecido al anteriormente descrito,consiste en el establecimiento de una tarifa promedio26 de tal forma que los ingresostotales no superen el ingreso máximo, en condiciones de eficiencia, establecido porel regulador.

3.3.5 Indexación de las tarifas IPC-X

A partir de reconocer un nivel de ingreso inicial razonable a la empresaregulada para una determinada demanda del servicio, se establece una regla deevolución de precios mensuales o anuales dentro del período tarifario. Losreguladores reconocen los aumentos inflacionarios de la economía para calcular losaumentos tarifarios. Para ello, aceptan ajustes en la prestación de los servicios, seaa través del comportamiento del IPC (Índice de Precios del Consumidor), o del IPP(Índice de Precios del Productor), o a través de un Índice Específico de evoluciónde costos de la industria regulada.

Para el ajuste de la tarifa, adicional a la evolución del IPC, se introduce unfactor X de eficiencia por productividad, que reduce el valor final de la tarifa (IPC-X).

Para el cálculo del factor X, se consideran las reducciones esperadas de costosde AOM y los aumentos posibles de la productividad gracias a la adopción denuevas tecnologías más eficientes, tanto de las empresas individuales como delsector o de la economía en general.

3.3.6 Competencia Referencial (Yardstick Competition)

Este mecanismo se utiliza cuando una industria está conformada por variosmonopolios regionales, y consiste en implementar un sistema en el cual la tarifa

26 El ponderador es el promedio de lo consumido por cada segmento del mercado.

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específica de un monopolio se basa en el comportamiento de la estructura generalde costos del resto del mercado.

El regulador, con información más completa27 , establece una tarifa(passthrough28 ) para cada empresa monopolística y ésta, acorde con sus propioscostos, tiene incentivos para buscar la eficiencia y establecer una tarifa diferencialque le genera rentas económicas.

3.3.7 Precios no lineales y menú de tarifas

Cuando hay una industria monopolística de único producto o servicio, sinposibilidad de reventa (sin arbitraje) ni degradación del servicio, existe la posibilidadde implementar un esquema de precios no lineales que generan un mayor bienestaral consumidor, dado que admite la discriminación de precios entre segmentos delmercado y entre individuos consumidores o usuarios.

Este mecanismo establece un menú de tarifas para diferentes rangos de consumo.Las tarifas tienen un componente fijo, que es función creciente del consumo, y uncomponente variable, que debe ser función decreciente del nivel de consumo.

3.3.8 Ventajas y desventajas de los distintos esquemasregulatorios

En el cuadro 4.1 se muestra las ventajas y desventajas de cada uno de losmecanismos de regulación que se pueden utilizar para el negocio de redes dedistribución de EE.

4. Regulación de la Distribución de EE. en Colombia29

4.1 El Sector Eléctrico en Colombia: antecedentes

En 1994, se promulgaron las Leyes 14230 y 14331 , las cuales determinaban lareducción del monopolio estatal del servicio de electricidad en Colombia eimplementaban un nuevo esquema de prestación del servicio, cuyos principalesalcances se resumen en los siguientes aspectos:

27 Estos esquemas regulatorios requieren de gran cantidad de información confiable.28 Tarifa fija que se traslada al usuario29 Este capítulo sintetiza las principales características del sector eléctrico colombiano. Varios aspectos contenidos en

este aparte se soportan en textos contenidos en la página WEB de la CREG www.creg.gov.co y de ISAwww.isa.com.co, en las resoluciones CREG 082 y 084 de 2002 y 070 de 1998, y en el documento “Perspectivasdel negocio de distribución en Colombia” de la Comisión Integración Energética Regional –CIER, 2002-.

30 Ley de Servicios Públicos Domiciliarios31 Ley Eléctrica

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Cuadro 4.1

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE DIFERENTES ESQUEMAS DE REGULACIÓN DE TARIFAS DE SERVICIOS

Tasa deRetorno(ROR) oCosto delServicio

Precio Máximo(Price Cap)

IngresoReguladoMáximo(Revenue Cap)

· Permite controlar las rentas del monopolista.· El regulador obtiene mejor información de los costos.· El regulado tiene mayor certeza de rentabilidad en el

largo plazo.· Los ajustes tarifarios son esporádicos.

· El monopolista tiene incentivos para reducir costos, siendomás productivo y eficiente, generando una mayordemanda.

· Facilidad de implementación cuando utiliza canasta decostos históricos (canasta de precios rezagada).

· El regulador cuenta con modelos que simulan los cambiosen los costos para la empresa y evolución de la demanda.

· El regulador no requiere estimar demandas futuras nicalcular ponderadores arbitrarios para segmentos deconsumo.

· Anualmente el regulador verifica que se cumpla larestricción sobre los precios y los ingresos.

· La discriminación de precios incentiva la eficienciaeconómica.

· El agente determina la estructura de cargos fijos yvariables.

· El regulado se expone a un menor riesgo ya que suingreso no depende de su demanda.

· El regulador no requiere estimar demandas futuras nicalcular ponderadores arbitrarios para segmentos deconsumo.

· Anualmente el regulador verifica que se cumpla larestricción sobre los precios y los ingresos.

· El agente determina la estructura de cargos fijos yvariables.

· Mayor facilidad de control y administración por partedel regulador.

· No incentiva la eficiencia.· Incentiva la sobre-inversión y la empresa busca mostrar

elevados costos para su retribución (Efecto Averch –Johnson1 ).

· Altos costos administrativos de control y supervisiónregulatoria.

· Se puede presentar captura del regulador por grupos deinterés.

· La organización institucional no se adecua fácilmente a losrequerimientos regulatorios.1 Lasheras, op. cit., p.89

· Incentiva al regulado a comportamientos estratégicosalterando estructura de ponderadores, precios segúnelasticidades por segmentos y distribución de cargosfijos y variables entre períodos.

· Puede generarse rentas monopolísticas por apropiaciónde ahorros.

· El regulador no conoce, con precisión, los parámetrosde productividad, eficiencia, de costos y de la demandadel servicio.

· En el largo plazo se afecta el bienestar del consumidor.· Hay generación de rentas de información por conductas

de riesgo moral e información asimétrica.· Las empresas asumen los riesgos de no tener ajuste

automático de precios dentro del período regulado y,además, asumen el riesgo por cambios no proyectadosen la demanda.

· Puede generarse rentas monopolísticas por apropiación deahorros, conductas de riesgo moral e información asimétrica.

· El regulador no conoce, con precisión, los parámetros deproductividad, eficiencia, de costos y de la demanda delservicio.

· En el largo plazo se afecta el bienestar del consumidor.· No induce al agente a establecer tarifas de eficiencia.· El monopolista maximiza sus beneficios en dos etapas: en la

1ª determina el óptimo de producción sujeto a ingresosrestringidos, y en la 2ª etapa, fija precios individuales paramaximizar ingresos totales.

Mecanismos Ventajas Desventajas

32 Lasheras, op. cit., p.89

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Mecanismos Ventajas Desventajas

Ingreso Medio(AverageRevenueRegulation)

Indexación de lastarifas: IPC-X

CompetenciaReferencial(YardstickCompetition)

Precios nolineales y menústarifarios

· Los ponderadores son más ajustados a los consumos delos segmentos.

· La empresa puede establecer tarifas diferenciales.· El regulador verifica al finalizar cada año que se cumpla

la restricción sobre precios e ingresos· Mayor facilidad de control y administración por parte del

regulador.

· Incentiva a la empresa regulada a controlar sus costosy a gestionar producciones eficientes, para así maximizarbeneficios.

· Introducir un factor X al ajuste tarifario traslada al usuarioparte de los beneficios por eficiencia a través de lareducción de tarifas cuando aumenta la demanda, anteeconomías de escala.

· Este esquema es útil en el corto plazo.· Es uno de los mecanismos de regulación de amplio uso

en los servicios públicos.

· La empresa regulada no oculta ni manipulainformación de costos.

· Hay incentivos a la eficiencia productiva y asignativareduciendo costos.

· El regulador establece tarifas (passthrough) a cadaempresa a través de modelos econométricos quesimulan condiciones particulares y del resto deempresas del sector.

· El diseño de contratos tiene en cuenta costos mediosdel sector, permitiendo beneficios diferenciales paracada empresa regulada acorde con un área omercado asignado por el regulador.

· Con este mecanismo se defiende la separaciónhorizontal entre empresas.

· Los precios no lineales pueden generar mayorexcedente del consumidor y bienestar social.

· Se supone que el monopolista, monoproductor, mantienela calidad del servicio, y no hay reventa.

· Por falta de información sobre demandas se presentandesajustes entre topes e ingresos realizados.

· Se requiere factores de ajustes periódicos· No induce al agente a establecer tarifas de eficiencia.· El monopolista maximiza sus beneficios en dos etapas: en la 1ª

determina el óptimo de producción sujeto a ingresos restringidos,y en la 2ª etapa, fija precios individuales para maximizaringresos totales

· Los costos administrativos de control y de ajustes permanentesafectan la estabilidad financiera de las empresas.

· En el mediano plazo, hay apropiación de rentas y manejode costos para ocultar eficiencia productiva.

· Se incentiva la inversión en tecnologías intensivas encapital.

· El cálculo del factor X de productividad no se hace paracada empresa, sino que es general para toda la economía,el cual es complejo y subjetivo.

· El regulador puede adoptar comportamientos estratégicos,y se requiere mucha información.

· La empresa regulada no está incentivada a mejorar lacalidad.

· Algunos costos son específicos para cada empresa.· El modelaje diferencial es difícil y complejo generando

controversias en la fijación de tarifas.· Hay incertidumbre sobre rentabilidad exigiendo mayores tasas

de descuento.· Pueden aumentar los costos derivados de menores economías

de escala o de alcance.

· Los segmentos de consumidores de bajos ingresos tendránprecios mayores.

· Los segmentos de consumidores de altos ingresos tendránprecios menores.

· La determinación de los menús tarifarios requiere informacióndetallada de las funciones de demanda de cada segmento demercado.

Fuentes: Lasheras, 1999; Lerner, 2000; Bonifaz, 2001

119


Separación de las actividades del sector eléctrico en generación,transporte, distribución y comercialización.

Estímulo a la participación privada en las actividades del sectoreléctrico, buscando con ello, una mayor eficiencia en la gestión y el manejo de lasempresas y, a la vez, una mejor cobertura del servicio en todo el territorio nacional.

Creación y entrega del control y la regulación del servicio alEstado Colombiano en cabeza de la Superintendencia de Servicios PúblicosDomiciliarios – SSPD y la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG,respectivamente.

Libre acceso a las redes de transmisión para el transporte deenergía33 , con el objeto de viabilizar el mercado de energía entre generadores,comercializadores y clientes finales.

Introducción de la competencia en las actividades en que ellafuera posible; para lo cual se crearon e implementaron reglas que propiciaran lalibre competencia en las actividades de generación y comercialización de electricidad.

Regulación para las actividades de transporte y distribución deenergía a alta tensión (Sistema de Transmisión Nacional – STN) y de baja tensión(Distribuidoras locales). Actividades que conservan su carácter de monopolio natural.

Con este nuevo esquema del sector eléctrico en Colombia, las empresasprestadoras del servicio se vieron obligadas a repensar su gestión. En las actividadesdonde se introdujo la competencia, fue indispensable definir la estrategia paracompetir; y en las que permanecieron reguladas, se requirió diseñar una estrategiapara maximizar la rentabilidad de los negocios asociados al transporte, derivandola mayor ventaja posible de la regulación.

En la actualidad, es la CREG la responsable, a través de la regulacióneconómica, de fijar los principios normativos de competencia y asegurar elsuministro del servicio en forma eficiente, viable y sostenible para los inversionistas,y además, garantizar la eficiencia asignativa, oportuna, continua y a preciosrazonables en beneficio de los consumidores.

33 Sistema de Transmisión Nacional – STN es propiedad de 11 agentes; uno de los cuales, la empresa estatalInterconexión Eléctrica S.A., posee aproximadamente el 70% de los activos de transmisión.

120

4.2 Marco regulatorio de la distribución eléctrica enColombia

El mandato legal que fundamenta, en parte, el marco regulatorio para eldesarrollo de las actividades de transporte y distribución de energía en Colombia,es el siguiente:

“Los cargos asociados con el acceso y uso de las redes del sistema interconectadonacional cubrirán, en condiciones óptimas de gestión, los costos de inversión de lasredes de interconexión, transmisión y distribución, según los diferentes niveles detensión, incluido el costo de oportunidad de capital, de administración, operacióny mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad, y desarrollosostenible. Estos criterios tendrán en cuenta criterios de viabilidad financiera” (art.39 de la Ley 143 de 1994).

Con base en lo anterior, el regulador promulgó las resoluciones CREG 060 de1994 y 097 de 1997, que sirvieron para regular la actividad de distribución para losperíodos comprendidos entre los años 1994-1997 y 1997-2002, respectivamente.

En la actualidad, para el período regulatorio 2003-2007, la actividad se rigepor las resoluciones CREG 070 de 1998 y CREG 082 y 084 de 200234. Estaregulación incentiva la eficiencia empresarial en las labores de administración,operación y mantenimiento (AOM), y la optimización de la red de distribuciónmediante la utilización de su capacidad máxima y la minimización de sus costose inversiones; además, protege el interés de los usuarios del servicio. Los aspectosmás relevantes de dicha regulación se resumen a continuación:

4.2.1 Competencia en la actividad de distribución

La regulación colombiana no prohíbe la competencia en la actividad dedistribución de EE., al no otorgar concesiones o franquicias a los agentes para laprestación del servicio. En este orden de ideas, en teoría es permitida la construcciónpor terceros de redes paralelas si ellas son económicamente viables y, por lo tanto,es posible la prestación del servicio por más de un distribuidor en la misma zonade atención.

34 Ver: CREG 070 de 1998: Reglamento de distribución de energía eléctrica. CREG 082 de 2002: Metodología de cargospor uso del sistema de distribución de energía eléctrica. CREG 084 DE 2002: definición de normas de calidad delservicio de energía eléctrica.

121


4.2.2 Expansión del sistema de distribución

El Ministerio de Minas y Energía (MME), a través de la UPME35 es el encargadode hacer el plan de expansión, para períodos de cinco (5) años, de la ampliaciónde cobertura del servicio de EE.36, fijando las inversiones públicas y privadas quedeben realizarse o estimularse. No obstante, hoy en día este plan tiene el carácterde indicativo y no mandatorio, porque la responsabilidad primaria para laexpansión de los STR’s y SDL’s recae sobre los dueños y/o operadores de estossistemas37 , quienes deben incluir todos los proyectos que requieran sus sistemas yterceros, que sean viables financieramente.

Por tal razón, los agentes distribuidores no tienen la obligación de expandir lossistemas de distribución para atender nueva demanda si existe imposibilidad técnica,o de ello se deriva la insostenibilidad o inviabilidad económica38 , dada porque el costomarginal de conectar a un nuevo usuario no es igual ó menor al costo medio históricopara realizar la nueva adición al sistema. En este caso, la expansión la debe realizarquien la solicita o requiera, u otro distribuidor que le resulte rentable hacerlo39 .

Con base en lo anterior, se puede inferir que desarrollar una mayor coberturadel servicio en Colombia no se logra, ni se logrará a través de este tipo de regulación,que da prioridad a la viabilidad financiera sin la obligatoriedad de conexión y/oexpansión por parte del distribuidor, en detrimento de aquellos usuarios cuyascaracterísticas sociales y económicas no les permite acceder al servicio (localizadosen áreas de frontera). La no provisión de mecanismos o de señales claras parafacilitar la expansión de los sistemas de distribución de EE. en el país, es unproblema estructural de la regulación actual que debe resolver el regulador o elEstado a través de políticas públicas.

35 Unidad de Planeación Minero Energética adscrita al Ministerio de Minas y Energía de Colombia36 Ver: UPME (2003), “Plan Indicativo de Planeación de Cobertura del servicio de Energía Eléctrica”. Bogotá. Marzo37 Los Operadores de Red-OR son responsables de elaborar el Plan de Expansión del Sistema que opera, de acuerdo

con el Plan Estratégico, el Plan de Acción y el Plan Financiero. (Resolución CREG-070 de 1998)38 La regulación establece criterios para asegurar la expansión eficiente, económica y confiable de los STR´s y/o

SDL´s; y precisa el alcance de las competencias de la Nación y las demás entidades territoriales, para celebrarcontratos de concesión, en aquellos eventos en los cuales el distribuidor no esté obligado a ejecutar la expansiónde la red y la ampliación de la cobertura. (Resolución CREG-070 de 1998)

39 El distribuidor es el responsable por la ejecución del Plan de Expansión de la red que opera y si incumple con laejecución de un proyecto, éste podrá ser desarrollado por el Usuario interesado o por un tercero, para lo cual sedefine un esquema de remuneración. (Resolución CREG-070 de 1998).

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4.2.3 Libre acceso a las redes de distribución

Teniendo en cuenta que la cobertura no es responsabilidad del distribuidorestablecido o incumbente en condiciones de inviabilidad financiera, éste debeotorgar puntos de conexión de las nuevas redes de terceros, a su sistema, si lafactibilidad técnica lo permite.

De igual manera, con el objeto de viabilizar el mercado de comercializacióndebe otorgar el libre acceso a los STR’s y SDL’s de manera indiscriminada y sinrestricción a cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en lasmismas condiciones de confiabilidad, calidad y continuidad establecidas40 .

4.2.4 Calidad del servicio de distribución eléctrica41

El agente distribuidor, como encargado de la distribución física de la EE. alusuario final, le corresponde garantizar la calidad asociada a su labor, o sea, lacontinuidad en el suministro (alimentación continua) y la calidad de la onda detensión (forma de la onda de tensión y corriente) que se entrega. Por lo anterior,debe involucrar en sus planes de operación y mantenimiento, así como en los deexpansión, los recursos que garanticen dicha calidad42 .

En relación con la calidad de la onda de tensión se le exige al distribuidor elestablecimiento de garantías o instrumentos financieros que amparen los daños yperjuicios ocasionados a sus usuarios por el incumplimiento de los estándaresexigidos en los niveles de tensión 2, 3 y 4. En cuanto a la continuidad del servicio,la norma citada establece criterios para fijar las responsabilidades y compensaciones43

40 Los Transmisores Regionales y/o Distribuidores Locales de energía eléctrica, deben permitir el acceso de acuerdoen las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en el Reglamento de Distribución.(Resolución CREG-070 de 1998). Los Transmisores Regionales y/o Distribuidores Locales, deben permitir que lasempresas que desean construir líneas nuevas a nuevos puntos de conexión tengan acceso a las redes existentes detransmisión regional o distribución local, sin restricciones.

41 Estas condiciones están previstas por la regulación en la Resolución 084 de 2002.42 Los planes de inversión deberán asegurar los indicadores de calidad que está reglamentada y garantizar la

continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación,modernización e inventario de repuestos, entre otros.

43 El Operador de Red deberá compensar a los usuarios cuando los indicadores de calidad del servicio prestado alusuario superen los valores máximos admisibles fijados por la CREG, valorando la energía que se deja desuministrar de acuerdo con un procedimiento establecido en función del Costo Estimado de la Energía no servida,el cual según estimaciones de la CREG es igual a $265.2/kWh (pesos de noviembre de 1997).

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que le caben al distribuidor por el incumplimiento de la calidad exigida. Estacalidad se mide mediante dos indicadores que son divulgados en la factura decobro, para los cuales se fijan valores máximos anuales de acuerdo con lacaracterística del mercado, a saber: DES, duración esperada de suspensión, quemide el tiempo total de interrupción del servicio; y FES, frecuencia esperada desuspensión, que mide el número total de interrupciones del servicio.

4.2.5 Ingresos del agente distribuidor

En Colombia, los cargos por uso44 son los reconocidos por la CREG basadosen los costos medios (“second best”) de las empresas según los cargos monómicosde la energía y las condiciones de eficiencia.

El esquema de regulación que se aplica a los distribuidores de EE. enColombia, es del tipo Price Cap para los niveles 1, 2 y 3; y del tipo Ingreso ReguladoMáximo para el nivel 4. Estos esquemas de regulación se fijan para períodos detiempo determinados45 e incentiva la prestación eficiente del servicio por parte delos agentes, imponiéndoles un precio máximo, independiente de la evolución realde sus costos o su demanda. El agente tiene incentivos para reducir los costos hastael nivel de eficiencia y promover o estimular una mayor demanda.

Los ingresos que percibe la empresa distribuidora o el operador de la red dedistribución (STR y SDL) proviene del cobro que hace a todos los agentes queacceden a su red por cualquiera de los siguientes conceptos: cargos de conexión y/o cargos por uso de la red.

El cargo de conexión se pacta en contratos entre el dueño del activo eléctricoy el usuario del mismo mediante un precio que remunera su uso, independientementede la energía que pase por él. Por lo anterior, este cargo se asimila al precio que sepacta en un contrato de alquiler de activos.

El cargo por uso de la red es una tarifa única del tipo “estampilla” para cadauno de los niveles de tensión46 , ella es determinada mediante metodologíaconsignada en la resolución CREG 082 de 2002.

44 Reglamentadas en la Ley 143/94 en el cap. VIII “De las tarifas por acceso y uso de las redes”. Art. 39-41.45 En Colombia este período tarifario para las distribuidores de energía está fijado para cinco (5) años, comprendido

entre enero de 2003 y diciembre de 2007.46 Los niveles de tensión están descritos en el capítulo de caracterización de la red de distribución.

124

El cargo por uso de la red para cada nivel de tensión remunera a costo o valorde reposición a nuevo (VNR) con una tasa de rentabilidad obtenida mediantemetodología de Costo Promedio Ponderado de Capital47 , la infraestructura eléctricanecesaria para llevar la energía desde el punto de entrega o la salida del Sistemade Transmisión Nacional (STN), hasta el punto de entrega al usuario, los gastos deAOM48 y los activos no eléctricos necesarios asociados a la prestación del servicio,en relación con la cantidad de energía útil49 (demanda) que se distribuye a travésde la red.

Los cargos por uso de la red, una vez establecidos para cada empresa, sonactualizados anualmente durante el período regulatorio, de acuerdo con el IPPíndice de precios del productor total nacional50 y reducidos por unos factores quereflejan las ganancias en productividad (Coeficiente X) y en recuperación depérdidas de energía, fijadas por el regulador.

4.2.6 Pérdidas de energía

Las pérdidas de energía representan la relación existente entre la energía queingresa a las redes y no puede ser facturada (por aspectos técnicos, hurto, fallasadministrativas, etc.) y las compras totales de electricidad.

En Colombia, se reconoce para efecto de contabilizar la energía útil que pasapor las redes un porcentaje de pérdidas que debe llegar gradualmente en el año 2003al 10.8% en el sector urbano y al 18.2% en el sector rural51 . Con esta exigencia seimpide que el distribuidor traslade a sus usuarios las ineficiencias que se derivan deno controlar o ejecutar planes de recuperación de pérdidas, e incentiva a su vez, aaquellos que hacen un manejo eficiente de las mismas.

47 Metodología WACC (Weight Average Capital Cost)48 Costos de administración, operación y mantenimiento de la red49 Es la energía real que pasa por la red de distribución considerando el factor de pérdidas de energía reconocida

por el regulador.50 El cual es un índice ponderado de inflación de precios en el primer nivel de venta que recibe el productor. Este

deflactor puede afectar, creando sesgos, los valores reales de los precios de energía, pues los bienes finales quecomponen el IPP difieren del conjunto de bienes específicos asociados al sector eléctrico, ello implica la necesidadde elaborar un índice de precios propio del sector o de la actividad en referencia.

51 Ver anexo No.10 de la Resolución CREG 082/2002

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5. Experiencias Internacionales de Regulación de laDistribución de EE. en Inglaterra, Argentina y Chile52

5.1 Regulación en Inglaterra

El modelo de regulación del sector de electricidad en Inglaterra es consideradopor muchos críticos como el impulsor de la regulación por incentivos y el que marcóel camino regulatorio para muchos países, en especial Latinoamericanos, querequerían una mejor gestión y eficiencia de sus empresas prestadoras de serviciospúblicos.

En la regulación aplicada a la distribución de EE., el modelo inglés parte delconcepto de considerar la actividad como un monopolio natural. Otorga concesionesgeográficas a las empresas distribuidoras a través de licencias exclusivas53 para quedesarrolle la actividad en una determinada área geográfica y garantizado, además,el libre acceso a la red por parte de los clientes54 . En este modelo la actividad decomercialización está en competencia y es considerada como una actividad apartede la distribución la cual considera únicamente la gestión del transporte55 .

El método de remuneración para la distribución se hace mediante un IngresoRegulado Máximo para un período regulatorio de 5 años. Por medio de éste sedetermina el valor de ingresos máximos que puede recibir la empresa distribuidora,para desarrollar una operación eficiente, con base en un índice de precios minorista(RPI-Retail Price Index) y la demanda de energía.

Una vez es aprobado por parte del regulador el ingreso máximo de cadaempresa, éstas fijan su tarifa en un rango que no sobrepase este ingreso. Esta tarifareconoce los costos de administración, operación y mantenimiento (AOM),amortización de activos, inversiones y rentabilidad del capital, para garantizar lasostenibilidad de la empresa en el largo plazo.

52 Los conceptos emitidos fueron obtenidos del Apéndice I, II y VI del informe final del Proyecto CIER – COCIER 02– Perspectivas del negocio de Distribución en Colombia, preparado por Eduardo Lerner y la Tesis de Doctorado“Peajes en distribución eléctrica” de Eduardo A. Recordón Z. Pontificia Universidad Católica de Chile. 2001.Páginas 96 a 110

53 La licencia se llama “Public Electricity Supply Licence”54 Inicialmente las licencias permitían que se incluyera en ellas el desarrollo de la actividad de comercialización.55 En el modelo inglés cualquier cliente sin restricciones de consumo puede solicitar el suministro de energía por parte

de cualquier comercializador. La actividad de comercialización está en competencia y es una actividadindependiente dentro de la cadena del sector eléctrico inglés.

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Para la determinación de la base de capital inicial, se usa el valor de mercadode cada empresa, denominado capital de flotación56 , más las inversiones que serequieran. El capital de flotación se proyecta financieramente en períodos de 10 a15 años dependiendo de la empresa y las inversiones se amortizan en períodos de20 años. La tasa de rentabilidad sobre el capital se determina por una metodologíallamada CAPM (Capital Asset Pricing Model)57 .

En relación con los costos de administración, operación y mantenimiento(AOM), el criterio de sostenibilidad en el largo plazo es fundamental para elregulador, por lo tanto, estos costos se asignan de acuerdo con su utilidad. EnInglaterra se utiliza el término “used and usefull”, es decir, el costo de AOM se tieneen cuenta sólo si el trabajo se efectúa y a la vez es útil para el sistema. Para ladeterminación del valor base de los costos para cada empresa se utiliza herramientaseconométricas de regresión y análisis de eficiencia.

Dentro de la remuneración se reconoce a las empresas las inversiones queestán plenamente justificadas para la expansión y reposición del sistema, pero éstasno tiene la obligación de realizarlas cuando el sistema es capaz de diferirlas en eltiempo por una mejor gestión en la optimización de la infraestructura o incumplimientode las expectativas de demanda proyectada. Si las inversiones no son realizadas secuenta con mecanismos de revisión que corrige el problema para el siguienteperíodo tarifario.

El sistema de remuneración inglés también cuenta con mecanismos quepermiten ajustar la tarifa, para un nuevo período, aplicando parámetros deeficiencia (coeficiente X) que se determinan con base en el comportamiento de laempresa distribuidora, en aspectos tales como: La calidad del servicio, reclamos,eficiencia en el uso del capital, pérdidas de energía, desempeño financiero, etc.Dadas las condiciones sociales y económicas inglesas, este esquema de correccióntarifaria incorpora un elemento importante de continuidad en la señal de preciostanto para la empresa como para el público.

Para la determinación y evaluación del desempeño de las empresas con mirasa los reajustes o reducciones de su remuneración, el sistema inglés introduce

56 Este capital es el que se cotiza en bolsa57 Tasa libre de riesgo del mercado más un premio al riesgo propio de cada empresa.

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métodos de evaluación del tipo “Yardstick Competition”58 , con ello incentiva a quelas empresas adopten las mejores prácticas.

El esquema considera que las empresas son las responsables de la calidad delservicio que entregan, por lo tanto, éstas se enfocan más en los aspectos de atenciónal cliente que en los técnicos. Los indicadores que se utilizan son seguridad,disponibilidad, restauración, atención de daños y confiabilidad del servicio. Lasmetas de calidad son fijadas por cada una de las empresas en su zona de coberturacon la exigencia de que deben mejorarlas año tras año entre el 5% y 10%, hastaconseguir niveles óptimos. El modelo contempla el pago de compensacioneseconómicas a los clientes cuando se presentan incumplimientos de los índices porparte de las empresas.

Finalmente, el modelo contempla la introducción de penalidades oreconocimientos en la remuneración de la distribuidora de acuerdo con la evoluciónque presente, entre períodos, el índice de pérdidas de energía en su área deconcesión.

5.2 Regulación en Argentina

La actividad de la distribución eléctrica en la República Argentina estádefinida como un monopolio natural, el cual se ejerce bajo un esquema deconcesión geográfica otorgada a las diferentes empresas por el poder ejecutivo paraperíodos de 15 años en primera instancia, renovables a períodos de 10 años, y quecoinciden con períodos tarifarios de 5 y 10 años dependiendo de la zonaconcesionada59 .

La actividad de distribución incluye la gestión del transporte y lacomercialización de manera conjunta; no obstante, existe la figura de grandesusuarios o clientes que tienen la capacidad de negociar directamente su energía enel mercado mayorista (MEM)60 , para los cuales el costo de la actividad dedistribución queda restringida únicamente al transporte.

58 Competencia Referencial o por comparación.59 En la Provincia de Buenos Aires y alrededores que concentra aproximadamente el 40% de la demanda el período

tarifario es de 10 años, para las zonas restantes es de 5 años.60 MEM – Mercado de Energía Mayorista

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Para asegurar la disponibilidad y sostenibilidad del servicio de energía en ellargo plazo, la regulación de la distribución, propicia unas buenas condiciones parala expansión de los sistemas de redes y de generación de energía, obligando a lasempresas dentro de su área de concesión a realizar:

· En primer lugar, la entrega plena de capacidad de redes para la atenciónde toda la demanda, fijando dentro del cálculo tarifario una parte destinada a laextensión de redes hasta una distancia determinada; para los clientes que están porfuera de esta distancia, contempla la extensión a través de contribuciones de losusuarios con carácter reembolsable. En general esta característica otorga unincentivo para que las distribuidoras propicien el desarrollo eléctrico de zonas sincobertura del servicio.

· En segundo lugar, el suministro de energía por períodos determinados paralos usuarios definidos como cautivos cuyas demandas son inferiores a 30 kW. Estaobligación determina, además, un incentivo para que las empresas distribuidorasaseguren el suministro de sus clientes a través de contratos de compra de energíae incurran en menores riesgos al acudir a la compra en el mercado spot o bolsa deenergía, y crea condiciones propicias para la expansión de la generación.

De otra parte, la regulación contempla el libre acceso a la red por parte de losclientes garantizando el uso indiscriminado del servicio y el desarrollo del mercadode comercialización para los grandes clientes61 .

En relación con el modelo tarifario de la distribución, la regulación implementóun esquema de remuneración por incentivos mediante la introducción de un PriceCap y Ingreso Regulado Máximo para cada nivel de tensión al cual opera. La tarifade distribución está compuesta por la suma de un valor que remunera los costosde transporte, llamada VAD (valor agregado de distribución), y un passthrough querefleja el costo de la compra de energía y potencia en el mercado mayorista deenergía.

El valor agregado de distribución – VAD, en su composición de costosreconoce al distribuidor, en primer lugar, el costo marginal de las redes en operaciónafectado por un coeficiente que representa las pérdidas técnicas de energía

61 Clientes con consumos superiores a 30 kW. que pueden acceder a la compra de energía. Esta franja del mercadoes disputable.

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establecidas por el regulador. Dentro de este costo se reconocen las amortizaciones decapital, impuestos y una tasa de rentabilidad de los activos en condiciones de eficiencia;y en segundo lugar, los costos operativos y de mantenimiento que requiere la red (OM).

Dado que la actividad de distribución es un negocio intensivo en activos o dealtos costos fijos, y que existe obligación de cobertura por parte del distribuidorconcesionario para atender la demanda, la determinación de la base de activosoperativos y de expansión para efectos tarifarios se hace por medio de una valoraciónutilizando los métodos de Valor Nuevo de Reposición - VNR y Costo IncrementalPromedio - CIP, reconociendo a los activos de media y baja tensión vidas útiles de25 años.

De igual manera, los costos de operación y mantenimiento (OM) se fijan comoun porcentaje del valor de los activos dependiendo del nivel de tensión al cual se opere;y no está afectado por un coeficiente de eficiencia para el primer período regulatorio.

En relación con las pérdidas técnicas y no técnicas, el regulador fija unporcentaje máximo dependiendo de la zona de concesión y del estado de las redes,propiciando un incentivo al distribuidor para reducirlas y generar rentas adicionalespor mejoras en la eficiencia.

Finalmente, la regulación garantiza la calidad del servicio de la distribucióncomo un aspecto esencial para la defensa de los consumidores, por lo tanto, haceexigencias que consideran unos niveles adecuados de prestación del servicio en tresaspectos básicos: continuidad del servicio, calidad de la onda de tensión y calidadde la atención del cliente. Los dos primeros se relacionan estrechamente con laactividad del transporte, y la última, con la actividad de comercialización. Elincumplimiento de los índices especificados ocasiona el pago de compensacioneseconómicas a los clientes.

5.3 Regulación en Chile

La regulación del sector de electricidad en Chile iniciada en el año de 1982a través de la Ley General de Servicios Eléctricos, es pionera en Latinoamérica. Enparticular, la actividad de la distribución es considerada como un monopolionatural y dada en concesión geográfica a las diferentes empresas62. En el esquema

62 Se exceptúan de la concesión el suministro a través de las redes privadas y/o para clientes no regulados.

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chileno la distribución considera la realización conjunta de las actividades detransporte y comercialización de energía en el mercado regulado63 , y se garantizael libre acceso a la red para cualquier usuario.

Las tarifas de la actividad son obtenidas a partir de estudios de costoscontratados por separado, a firmas consultoras especializadas, tanto por lasdistribuidoras como por el regulador; y se aplican en áreas típicas de distribución,fijadas por el regulador.

Los estudios de costos se hacen con base en la definición de una empresa“Modelo Eficiente”64 en su gestión e inversiones, adaptada al área de concesión decada empresa. La metodología se asimila al mecanismo de regulación “YardstickCompetition”, tomando como base de comparación una empresa modelo, ypermite determinar para cada distribuidora una tarifa óptima para aplicar a sudemanda real. En consecuencia, la metodología incentiva la eficiencia de lasempresas, ya que deben adaptarse o parecerse rápidamente a la empresa “ModeloEficiente” definida para su mercado, a riesgo de disminuir su rentabilidad.

La definición de la tarifa de distribución, llamada VAD (Valor Agregado deDistribución) se hace para períodos de 4 años, y tienen en cuenta los siguientescomponentes: Costos fijos, pérdidas de energía, inversiones y costos deadministración, operación y mantenimiento de la red (AOM).

Para la valoración de activos e inversiones utilizan la metodología de VNR(Valor Nuevo de Reemplazo). La retribución de capital se hace con base en una “redde referencia” adaptada económicamente a la demanda que debe atender laempresa y una tasa de rentabilidad fijada por el regulador.

La regulación prevé índices de calidad del servicio discriminados por áreatípica de distribución. Se hacen exigencias en aspectos como la continuidad,calidad de onda y atención de clientes. No obstante, aunque se estipulan sancionesy/o multas a las empresas por su incumplimiento, no existe una metodología clarade cómo hacerlo, ni se conocen esquemas de compensación económica a losclientes.

63 Con consumos inferiores a 2.000 kW.64 Los conceptos de empresa “Modelo Eficiente”, fueron consultados en el documento Tesis “Peajes en distribución

eléctrica” de Eduardo A. Recordón Z. Pontificia Universidad Católica de Chile. 2001. Páginas 96 a 110

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Finalmente, el modelo otorga incentivos a las empresas para rebajar laspérdidas de energía a niveles previamente establecidos por el regulador para cada áreade distribución. Estos niveles son revisados y ajustados para cada período regulatorio.

6. Análisis Comparativo de la Regulación Colombianacon respecto a otros Países

Con el objeto de realizar un análisis comparativo de los procesos y mecanismosde regulación económica de la distribución de EE., se tomaron los casos deInglaterra, Argentina, Chile y Colombia65 , descritos en secciones anteriores. Losprincipales aspectos encontrados son los siguientes:

6.1 Contexto regulatorio institucional

En Inglaterra se cuenta con instituciones estables y los procedimientos regulatoriosson pragmáticos, poco rigurosos y precisos, y se busca que sea el mercado el que orienteel funcionamiento del sector en su conjunto (y de la economía en general). La negociación”principal-agente”66 , se efectúa pretendiendo el juego limpio e información pública. Estosprocesos tienen la ventaja de realizarse con una mayor certeza, gracias a los precios establesy la madurez de los mercados de capitales. Es un modelo de gestión de eficiencia.

En el caso de Argentina, Chile y Colombia, los marcos regulatorios son másrigurosos y precisos, todos hacen uso excesivo de normas y reglamentos. Sonevidentes las dificultades en las relaciones “principal-agente”, el complejo dilemade la asimetría de la información y la influencia de grupos de interés. Los mercadosde capitales son incipientes o se encuentran en vía de consolidación.

En el caso de Colombia, los procesos de reestructuración y privatización,iniciados desde década 90, se impusieron por razones de políticas públicas ante lasineficiencias administrativa del sector público, la crisis fiscal y financiera, ademásde la influencia del fenómeno de la globalización e internacionalización de laeconomía. Este ha sido un proceso dinámico de regulación económica, adicionalal reordenamiento institucional y financiero que es pretendido en las distintasreformas estructurales del sector eléctrico y de otros sectores económicos67 .

65 Para este análisis, además de los aportes de los autores, se tuvo en referencia el Informe Final del Estudio Proyecto CIER-COCIER 02 “Perspectivas del negocio de distribución en Colombia”. Mayo de 2000; Tesis Doctoral “Peajes de DistribuciónEléctrica” de Andrés Recordón Z. Año 2001; Documento “Distribución Eléctrica en el Perú: regulación y eficiencia”. José L.Bonifaz F., 2001; Documento Fundamentos Teóricos de la nueva regulación eléctrica”. José I. Pérez A., 1998.

66 Relación entre el regulador y el agente distribuidor67 Reformas como la apertura comercial, cambiaria, monetaria y financiera, además de los cambios institucionales.

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6.2 Segmentación del sector eléctrico

En Inglaterra y Colombia el sector eléctrico esta dividido en las actividades degeneración, transporte, distribución y comercialización. Las empresas puedenejercer simultáneamente actividades complementarias, como la distribución ycomercialización, tanto en mercados regulados como no regulados68 , conservandolas contabilidades independientes y, en consecuencia, favoreciendo la gestiónautónoma de cada negocio.

En Argentina y Chile, para el mercado regulado, la actividad de distribuciónincluye la gestión comercial sin separación contable, lo cual podría ocasionar poderde mercado e ineficiencias en la gestión conjunta.

Dado lo anterior, en Inglaterra, Argentina y Chile, las empresas distribuidoras,que son también comercializadoras, reciben ingresos por la compra-venta deenergía y potencia, y transfieren los costos a los usuarios a través del mecanismo“passthrough”, asumiendo los riesgos de la volatilidad de los precios y los cambiosen la demanda de cantidades, lo cual hace parte de la gestión de redes.

En Colombia, la misma empresa puede realizar las actividades decomercialización y distribución; sin embargo, el riesgo del “passthrough” por lacompra-venta de energía, lo asume la comercializadora.

6.3 Marco regulatorio para los monopolios de distribución

En los países analizados predominan los criterios de racionalidad económica,de eficiencia y de incentivos a la gestión de redes para la definición de sus marcosregulatorios, así como el libre acceso a la red. Sin embargo, los mecanismos ymetodologías empleadas para su implementación ocasionan diferencias acordes alos contextos internos de los países. A continuación se muestran algunas de estasdiferencias.

6.3.1 Barreras legales

En el caso de Inglaterra, Argentina y Chile, se regula el monopolio natural dela red de distribución, como servicio público, con suministro obligatorio a usuarios

68 En Inglaterra no existe mercado regulado de comercialización. Un cliente es libre de comprar la energía a cualquiercomercializador sin restricciones de cantidad.

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según áreas geográficas. Esta prestación del servicio se hace en condicionesreguladas simulando competencia. En Argentina, en particular, el monopolionatural toma la forma explícita de monopolio legal por las concesiones geográficasexclusivas.

En Colombia, no existen concesiones ni exclusividad territorial, pero de hechono se superponen las redes. Tal situación supone, en teoría, que se podría competirpor la distribución construyendo redes paralelas siempre que la viabilidad económicalo permitiera.

6.3.2 Mecanismos regulatorios

Inglaterra es el iniciador de la regulación por incentivos, utiliza mecanismosde referenciación “Yardstick Competition” y ajustes de precios mediante elmecanismo “IPC-X”. El período tarifario es de 5 años.

En Argentina, el esquema es del tipo “Ingreso Regulado Máximo” y “PriceCap”, a través de los cuales se busca incentivar la eficiencia y la racionalidad delos agentes económicos que participan en el negocio de red, y en general, en elmercado eléctrico. Su período tarifario es de 5 años y de 10 en algunas áreas.

En Chile, se ha implementado los incentivos a la eficiencia del servicio,considerando cambios tecnológicos, ajustes de costos, modificaciones eninstalaciones y activos de la red real a través de un esquema “Yardstick Competition”con base en una empresa “Modelo Eficiente”, con períodos tarifarios de 4 años.

En Colombia la regulación se hace por incentivos mediante el mecanismo de“Price Cap”. Se fijan parámetros de eficiencia y tarifas que incluyen, además derecuperar los costos, la rentabilidad presunta del negocio para períodos tarifariosde 5 años. Las empresas tienen la libertad de gestión de redes con el incentivoeconómico de lograr rentas monopólicas con el manejo de las inversiones, los costosde AOM y la recuperación de las pérdidas según nivel de tensión. Los incentivos porcambios en productividad (factor X) y pérdidas, son trasladados a los usuariosanualmente.

En general, en estos países, los resultados obtenidos han mostrado mejorasen la eficiencia, y en algunos casos, el objetivo del regulador de conseguir mejorasen el bienestar social se ha conseguido. No obstante, persisten en los paísesLatinoamericanos, dadas sus inestabilidades macroeconómicas y políticas,

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problemas en el logro de los objetivos regulatorios ajenos a los mecanismos. Loanterior podría llevar a la conclusión de que son las metodologías utilizadas paraimplantar los esquemas, las que deben ser depuradas y mejoradas.

6.3.3 Expansión de cobertura

En Inglaterra, Argentina y Chile existen incentivos a la expansión de lossistemas de distribución y desarrollo de nuevas áreas eléctricas dadas lascondiciones regulatorias que considera la concesión. Por el contrario, en Colombiano existe cobertura obligatoria ni exclusividad geográfica para la distribución deEE., las empresas no tienen incentivos para la expansión. Tal situación infiereque la regulación y las políticas públicas deberían impulsar la inversión eninfraestructura de redes, con políticas posiblemente iguales a las encontradas enArgentina y Chile.

6.3.4 Métodos de valoración y tasa de rentabilidad para losactivos

En Inglaterra, la valoración de los activos se realiza por punto flotante, acordecon el patrimonio accionario determinado en bolsa, el cual depende del mercadode capitales.

En el caso Argentino, se han utilizado dos métodos: Valor Nuevo deReposición (VNR) y Costo Incremental Promedio (CIP), ambos reflejados en ladeterminación de tarifas. En Chile y en Colombia, el cálculo de la base de capitalse hace mediante el VNR.

En todos los países, el regulador fija una tasa de retorno que reconozca unarentabilidad adecuada a los activos del distribuidor. Para ello se utilizan diferentesmetodologías, por ejemplo, para Inglaterra utiliza el CAPM y en Colombia elWACC.

Las metodologías de valoración empleadas en los países analizados, sonapropiadas; no obstante, lo más importante, para no incurrir en desaciertostarifarios que induzcan a un deterioro social en su conjunto, es tener un buenprocedimiento e información que permita determinar la base de activos y calcularla tasa de retorno reconocida. Este tema es clave en la sostenibilidad del negociode red, cuya característica primordial es ser intensivo en capital.

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6.3.5 Fijación de metas de eficiencia

En el caso Inglés, la definición de las metas de eficiencia parte de la situaciónpresente de las empresas, y el énfasis regulatorio se centra en la transferencia a losusuarios de la eficiencia pasada.

En Argentina, las tarifas incluyen beneficios por eficiencia pasada e incentiva,como en el caso colombiano, la eficiencia proyectada futura.

En el caso Chileno, las metas son fijadas por el regulador referenciando laempresa “Modelo Eficiente” a seguir por la distribuidora en su zona de concesión,por lo tanto, le fija anticipadamente los parámetros de eficiencia que se debenconseguir para no incurrir en pérdidas económicas.

6.3.6 Aspectos de costos, calidad y pérdidas de energía

En esencia, no se encuentra diferencias significativas, en la determinación delos costos, la calidad del servicios y la reglamentación de las pérdidas, salvo lascaracterísticas de cada uno de los países. A continuación se comparan estosaspectos:

· Composición de los costos de la distribución

En Inglaterra se incluyen los costos de operación (ingeniería, servicio alcliente, medidores y costos corporativos) y los costos de capital (dependientes o node la carga de la red). En Chile y Argentina se tienen en cuenta los costos deinversión, de OM y de pérdida de potencia y energía. Y para el caso colombiano,se toman en cuenta, además de los costos de capital, los costos de explotación:AOM, entes reguladores, impuestos y costos de conexión.

· Calidad del servicio

En Inglaterra se hace control de la calidad del servicio a través de índices deseguridad, disponibilidad y confiabilidad. El logro de tales índices incentiva losingresos de las empresas. Cuando no se alcanzan, éstas son penalizadas obligándolasa pagar compensaciones a los usuarios.

Para Argentina y Colombia los índices de calidad se enfocan en aspectos deconfiabilidad, continuidad y atención a los usuarios; son fijados por el reguladory contempla el pago de compensaciones por su incumplimiento. Aunque en el casochileno es similar, no están claramente definidas las penalidades y sus cobros a lasempresas.

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· Pérdidas de energía

Los esquemas regulatorios de todos los países analizados incentivan larecuperación de las pérdidas de energía, para lo cual se fijan índices de pérdidas,que se trasladan a las tarifas, acorde con las características asociadas a la red.

7. Conclusiones

El tema de la regulación económica del negocio de red de distribución de EE.,es muy amplio por la diversidad de aspectos que relaciona. Desde la mismacaracterización teórica del monopolio natural y la intervención estatal a través laregulación y el control, aviva el debate sobre las ineficiencias y costos sociales quepueda generar tal participación en la pretendida corrección de las fallas delmercado que la justifican.

Las conclusiones que se presentan, más que un resumen de lo anteriormentedescrito y analizado, pretenden motivar, desde la academia y la práctica, reflexionesy acciones que a futuro puedan contribuir al perfeccionamiento y soluciones querequiere la regulación del sector. Con base en la anterior intención, los temas oaspectos más relevantes son los siguientes:

· Los nuevos enfoques económicos propenden por la menor intervenciónposible del Estado en el funcionamiento del mercado, ello sugiere que sea la librecompetencia, fundamentada en las fuerzas del mercado, la que dinamice eldesarrollo de los sectores económicos. Este enfoque está muy lejos de ser realidaden el desarrollo de la actividad de distribución eléctrica dadas sus características demonopolio natural. En la actualidad, aunque algunos discuten tal situación, noexisten evidencias teóricas y empíricas que demuestren la no vigencia de talcaracterística.

· En Inglaterra, los procedimientos regulatorios son pragmáticos, poco rigurososy precisos. En contraposición, los de Argentina, Chile y Colombia, son más rigurososy precisos, todos hacen uso excesivo de normas y reglamentos, generando en muchoscasos, ineficiencias en la asignación de recursos y pérdida de enfoque regulatorio.

· La teoría económica de la elección pública69 sustenta que los costos

69 Teoría expuesta por Buchanam, Stigler, Posner, Peltzman, Becker.

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sociales de la regulación pueden ser mayores que los beneficios que se obtienen deésta. La regulación puede fallar por las presiones de los grupos de interés y por elmanejo de la información tecnológica y económica sobre el negocio de redes. Estefenómeno se manifiesta abiertamente en países Latinoamericanos como losanalizados, lo cual interfiere de manera importante en la consecución de losobjetivos sociales y económicos.

· La asimetría de la información genera ineficiencias y altos costos sociales.Este es un problema de incentivos (para reducir costos o revelar información) noresuelto por el regulador. Éste requiere conocer las funciones de costos de lasempresas, las funciones de demanda y las elasticidades por grupos de demandantes,las preferencias de los distintos agentes económicos, con el fin de garantizar unaadecuada asignación de los recursos. En el caso de Latinoamérica, en contraposiciónal caso inglés, esta situación es preocupante, los países cuentan con una informaciónpobre y deficiente, que genera en muchos casos rentas de información en la relación“principal-agente”.

· En el caso particular de la regulación de la distribución eléctrica enColombia, en relación con las experiencias internacionales analizadas, se puedeinferir que se encuentra a la par con otros modelos que se enfocan en el manejo delos incentivos. De otra parte, todos los modelos intervienen en los temas propiosdel negocio, tales como, costos, tarifas, calidad, pérdidas, activos, etc..

· Las diferencias en los resultados del bienestar social, que se obtienen en larealidad, se asocian más a los problemas en las metodologías de implementación,información y las condiciones domésticas de cada país.

· En Colombia, al contrario de los países analizados, no existe coberturaobligatoria ni exclusividad geográfica para la distribución de EE., las empresas notienen incentivos para la expansión. Tal situación infiere que la regulación y laspolíticas públicas deberían impulsar la inversión en infraestructura de redes, conpolíticas iguales a las encontradas en Argentina y Chile.

· Para la sostenibilidad de la actividad de distribución, las metodologías devaloración de activos empleadas en los países analizados, son apropiadas; pero esimportante, para no incurrir en desaciertos tarifarios, tener buenos procedimientose información adecuada que permitan determinar la base de activos que sonrequeridos y calcular la tasa justa de retorno al inversionista.

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· De igual manera, otro problema que requiere análisis en el caso colombiano,es la optimización de la infraestructura de distribución. Esto obliga a definir preciosóptimos; por lo tanto, se debe propiciar el análisis y el debate sobre el tema de laintroducción de esquemas tarifarios tales como tarifas en dos partes (cargo fijo yvariable).

· Finalmente, una reflexión que no se puede evitar en la discusión sobre laregulación, es el papel de los reguladores en la definición de tarifas de eficiencia ylas políticas redistributivas. Price (1998, citado por Lasheras, p. 73) “defiende queel regulador no podrá ignorar los criterios de justicia distributiva en las decisionesreales sobre la estructura de tarifas...”. Esta discusión necesariamente toca el temade los subsidios (cruzados o no), la intervención política indebida en la definiciónde tarifas con visión de corto plazo y la polémica sobre la intervención del Estadoen el funcionamiento de la economía y el sector.

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